La cerrazón del Gobierno con las renovables encarece el recibo de la luz
El frenazo a la instalación de parque de energía verde impide compensar el desmantelamiento de las centrales térmicas mientras el sistema de precios hace cada vez más difícil cubrir la demanda con electricidad barata
En los últimos seis años, el precio de la luz de consumo doméstico ha subido un 11%, según el Instituto Nacional de Estadística (INE), mientras la industrial se encarecía a un ritmo similar, según AEGE, asociación que une a 27 de las empresas de mayor consumo energético del país.
Ese avance de los precios tenía lugar mientras la demanda, pese a los brotes verdes y por la reducción del consumo doméstico en más de un 30% principalmente, retrocedía un 1,8% (de 269.816 a 265.009 gigawatios) para situarse por encima de la generación real, que pasaba de 279.121 a 262.161 con una caída del 6%.
Y la cosa lleva camino de empeorar en un país en el que, tras perder más de 3.000 megawatios de potencia instalada en menos de cuatro años, el parque nuclear, el principal generador de energía barata tras las tecnologías verdes, agotará en una década su vida útil.
La subasta marginal y los precios de ajuste
Una de las claves está en el peculiar sistema por el que se fijan los precios de la electricidad en España, revisado en 2013 y conocido como “subasta marginal”, en el que la energía más cara de producir marca el precio de toda la que se prevé verter a la red al día siguiente, y en el que la diferencia entre la demanda prevista y la real se cubre, mediante subastas horarias que dan lugar a los “precios de ajuste”, con la aportación puntual de las centrales de gas, que con a la vez las de mayor coste y las que más capacidad de maniobra ofrecen.
Esos “precios de ajuste” hicieron que el precio de la electricidad batiera récords a finales de octubre con los primeros fríos, con 18,2 céntimos por kilowatio el día 24, o que este mismo miércoles superara los 14,4 con otro ligero bajón de las temperaturas y llegara a los 16,3 en las tarifas nocturnas.
El sistema recibe primero la energía procedente de las nucleares, que tienen un ritmo de producción más bien constante; su aportación se complementa con la de los parques que dependen de los elementos naturales, como el agua, el viento y el sol, y, si con eso no es suficiente, entran las centrales de combustibles fósiles.
“El agua y el viento contribuyen a abaratar el precio de la electricidad”, explica Enrique García, de la OCU (Organización de Consumidores y Usuarios), que anota que “la demanda es un factor en la fijación de precios”, aunque también resultan clave otros como la meteorología, tanto para la producción eólica y la hidroeléctrica como por su afectación al consumo, el precio del petróleo y el gas, la escasa competencia en el mercado y, por último, el propio sistema de subasta marginal.
Coincide con Carlos Pesqué, responsable de Energía de Ecodes (Fundación Ecología y Desarrollo), que destaca cómo “influyen las subidas inesperadas de la demanda, que provocan desajustes entre el consumo previsto y el real que se cubren normalmente con las centrales de gas” en esas subastas horarias que disparan el recibo.
Parón de la energía verde
Sin embargo, la política energética del actual Gobierno no se centra en la expansión de esas energías baratas para reemplazar a las procedentes de tecnologías que consumen carbón o derivados del petróleo, como las térmicas y la cogeneración.
El parque energético español tuvo un espectacular crecimiento entre 2007 y 2013, cuando pasó de 90.459 megawatios instalados a 108.265 con un avance de 16.616 en renovables (casi 2.800 por año) por solo 742 en fósiles.
Pero ese desarrollo de las energías limpias se paró en seco a partir de entonces, con menos de mil nuevos megawatios de renovables (946) en los casi cuatro años transcurridos desde entonces que resultan a todas luces insuficiente para reemplazar los 293 reducidos en nuclear, los 662 de cogeneración y los 3.181 de centrales de carbón, gas y derivados del petróleo.
El horizonte se enturbia un poco más si se tiene en cuenta que tras la crisis España ha dejado de ser un país exportador neto de energía al pasar de transferir más de 6.000 gigawatios en 2011 a importar 7.667 el año pasado. Aunque, paralela y paradójicamente, situaciones como la falta de electricidad en Francia estos días por el parón de 20 de las 58 nucleares de EDF en plena ola de frío en el norte de aquel país presionan al alza a la demanda de este (y, de rebote, al precio) y a la baja a la oferta, ya que el Estado vecino carece de excedentes.
Cerrar el 10% de la potencia y el 25% de la generación
Y, paralelamente, los mercados de futuros auguran para los próximos meses un nuevo encarecimiento que complicará un poco más la existencia a los 4,5 millones de personas que carecen de recursos para combatir el frío invernal.
En ese marco se encuadra la reacción del Gobierno a la propuesta de Iberdrola para cerrar las centrales térmicas de Lada y Velilla, que restarán otros 874 megawatios de potencia instalada al parque estatal: prepara un decreto para dificultar el cierre de instalaciones, algo que también podría afectar a los planes de Endesa para clausurar en 2020 las de Andorra y Compostilla, que dejarán entonces de cumplir los parámetros ambientales que exige la UE.
Un año después comenzarán a sobrepasar sus 40 años de vida útil las siete nucleares que, tras el cierre definitivo de Garoña, siguen activas en España. En 2021 y 2023 alcanzarán su obsolescencia los dos grupos de Almaraz, a los que se sumaría ese mismo año un equipo de Ascó, mientras 2024, 2025, 2027 y 2028 serían el tope para Cofrentes, el segundo reactor de Ascó, Vandellós II y Trillo.
Esas cuatro térmicas y nucleares, con 3.315 y 7.573 megawatios, suman algo más de la décima parte dela potencia del parque energético español y más del 25% de su generación de electricidad, un boquete de consecuencias imprevisibles para el sistema económico y productivo español.
